银根-额济纳旗盆地油气地质条件

银根-额济纳旗盆地是一个油气勘探程度很低的含油气大型盆地。它是在前寒武纪结晶陆块与古生代褶皱双重基底上发育起来的中、新生代沉积盆地，经历了侏罗纪扭张和白垩纪伸展2个主要演化阶段，发育断陷和裂谷两种类型；以众多的相互分隔的小型沉积凹陷为主要特征：存有中一下侏罗统、下白垩统巴音戈壁组及苏红图组3套含油气系统，每个生烃凹陷构成独立的分油气系统。从油气地质条件来看，具有良好的勘探前景。     

银根—额济纳旗盆地主力烃源岩生烃热模拟实验研究

银根—额济纳旗盆地下白垩统巴音戈壁组二段普遍发育一套湖相烃源岩,勘探证实这套烃源岩对油气成藏贡献很大,为盆地内主力烃源岩。黄金管—高压釜限定体系热模拟实验表明,巴音戈壁组二段样品的总烃累计产率为265.50～798.06 mg/g,“生油窗”内（模拟镜质组反射率EasyR_o=0.7%～1.5%）的总油产率为263.99～778.74 mg/g,大量生气阶段（EasyR_o>1.5%）的气态烃产率为191.19～582.69 mL/g,预示着这套源岩具有较高的生油气潜力。依据热模拟烃类产物的产率变化特征,可分为4个主要成烃演化阶段：（1）干酪根热解生油阶段,EasyR_o=0.57%～0.8%（样品热模拟的起始EasyR_o为0.57%）,该阶段以干酪根热解生油为主;（2）凝析油生成阶段,EasyR_o=0.8%～1.5%,以早期生成的油裂解为轻烃和干酪根裂解生气为特征;（3）油裂解生气阶段,EasyR_o=1.5%～3.3%,此阶段以早期生成的油裂解生气为主;（4）气裂解阶段,EasyR_o>3.3%,以C_2-5裂解成甲烷为特征。     

银根-额济纳旗盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征与油源对比

近年来,银额盆地哈日凹陷的油气勘探呈现良好态势,但油气分布规律尚不明确,严重制约了该区的勘探进程。通过对烃源岩、原油和油砂样品进行系统的测试分析,开展烃源岩地球化学特征和油源对比研究,以期明确原油油源特征,为油气勘探提供依据。研究结果表明：下白垩统银根组烃源岩TOC平均为4.69%,R_o平均为0.62%,Pr/Ph值平均为0.34,伽马蜡烷指数平均为0.36,烃源岩为有机质丰度极高、以Ⅰ型为主、低成熟烃源岩,具有以水生生物输入为主的生源特征和强还原、微咸-半咸水、水体分层的沉积古环境。下白垩统苏红图组烃源岩TOC平均为1.04%,R_o平均为0.75%,Pr/Ph值平均为0.99,伽马蜡烷指数平均为0.28,烃源岩为有机质丰度好、Ⅱ₁-Ⅱ₂型、低成熟-成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和还原、微咸-半咸水的沉积古环境。下白垩统巴音戈壁组烃源岩TOC平均为0.91%,R_o平均为1.31%,Pr/Ph值平均为1.18,伽马蜡烷指数平均为0.24,烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ₂-Ⅲ型、成熟-高成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和弱还原-弱氧化、微咸-半咸水的沉积古环境。无论是正构烷烃单体碳同位素还是生物标志化合物特征,巴音戈壁组原油与巴音戈壁组烃源岩的相似程度极高,且有别于银根组和苏红图组烃源岩,表明巴音戈壁组油藏的源岩主要为巴音戈壁组烃源岩。延哈2井原油和延哈3井原油来自于凹陷不同构造部位的巴音戈壁组烃源岩,源岩热演化程度的差异导致2个原油样品在成熟度方面有较大的差异,研究区巴音戈壁组油藏具有"近源成藏、侧向运移极为有限"的特点。     

柴达木盆地北缘侏罗系有效烃源岩特征及油气聚集规律

柴达木盆地北缘地区具有典型的前陆盆地特征,已发现的油气田多集中在冷湖-南八仙构造带。为了拓展勘探局面,对该盆地北缘地区有效烃源岩特征以及油气运聚规律进行了研究。通过分析野外露头及钻井取心样品的地球化学特征,明确了侏罗系烃源岩的有利分布区;在对冷湖-伊北、德令哈两大主力生烃凹陷烃源岩生烃潜力分析的基础上,预测该区侏罗系天然气的资源量为4 903.4×10⁸ m³。对油气运聚规律的研究结果表明：①该区自下而上发育有基岩古潜山、侏罗系、古近系、新近系等4套储盖组合,有自生自储、下生上储、下生侧上储、源外等4种源储组合;②在经历晚燕山期和喜马拉雅期的多次构造运动后,形成了以中下侏罗统为烃源岩,以基岩、侏罗系、古近-新近系为储集层的下生上储、自生自储和源外成藏等多种模式的油气藏;③断层、渗透性砂体及不整合面是该区油气运移的重要通道,而断裂活动、岩石破裂以及构造运动是油气运聚的主要动力。     

三塘湖盆地马朗凹陷中二叠统芦草沟组烃源岩饱和烃地球化学特征

现如今中国的石油勘探开发行业发展迅速,伴随着我国工业发展的日新月异,油气的需求量也在急速增长,特别是近些年煤改气等一系列措施,让油气的需求进一步提升,因此提升技术手段提高油气勘探程度是十分必要的.油气勘探中油气运移成藏的研究是必不可少的一部分,其中利用地球化学手段确定油源,进而确定油气成熟度对于寻找油气藏、油源对比...     

中国近海主要含油气盆地烃源岩天然气生成特征

采用天然气源岩定量评价技术,对中国近海海域主要含油气盆地各类烃源岩的天然气产出能力及成气规律作了探索与研究,获得的初步认识是:1)琼东南、珠江口和东海3个盆地所发育的煤系烃源岩有很高的天然气产率,天然气产出均出现了两个成气高峰,表现出成气窗很宽的特征;2)莺歌海盆地海相烃源岩有机质组成以陆源有机质为主,天然气生成也具产率高、成气窗宽的特征;3)渤海、东海、珠江口和北部湾盆地湖相烃源岩除个别iv型泥岩有高的产气率之外,各湖盆广泛分布的 ₁型泥岩只有较高的产气率,天然气大量产出仅出现一个成气高峰,表现为单峰型,其成气窗远窄于煤系与海相烃源岩。     

准噶尔盆地腹部地区烃源岩地球化学特征

对准噶尔盆地腹部地区侏罗系烃源岩样品进行了详细的地球化学分析,结果表明,氯仿沥青＂A＂组成均以低饱和烃、芳烃高非烃、沥青质含量为特征,母源性质以陆源高等植物来源为主,并形成于湖沼相弱氧化环境;烃源岩样品有机质的成熟度都不高,处于低成熟阶段。     

银根-额济纳旗盆地油气地质特征及油气勘探方向

银根-额济纳旗盆地是中新生界陆相盆地,前中生界构成盆地基底。晚三叠世进入了断陷盆地发育阶段,早白垩世为断陷盆地全面发展期,晚白垩世为坳陷期,其后表现为挤压抬升状态。发育中下侏罗统和下白垩统两个含油气系统,生、储、盖条件及其组合十分优越,勘探实践证实有过油气运聚,展示了盆地良好的油气勘探前景。目前需要抓住勘探重点,从有利区带和圈闭入手,注重湖相沉积演化的特点和岩浆岩对烃源岩演化及油气成藏的影响,寻找突破口,打开该区油气勘探的新局面。     

巴彦浩特盆地石炭系烃源岩特征与评价

以地表和井下烃源岩样品分析数据为依据,阐述巴彦浩特盆地石炭系烃源岩的分布、地化特征及影响因素,并进行综合评价。研究结果表明,巴彦浩特盆地发育暗色泥岩、灰岩2种源岩,分布于中、下石炭统臭牛沟组、靖远组和羊虎沟组。暗色泥岩有机质丰度中等—好,以腐泥—腐殖型和腐殖型为主,普遍进入成熟—高成熟阶段,是好的烃源岩。碳酸盐岩有机质丰度较低,具有一定的生烃能力,但厚度较小,分布局限,生烃潜力不大。沉积环境和构造运动对有机质丰度和热演化程度影响较大。巴彦浩特盆地有利生油区分布于乌达—巴参2—锡1井—查汗布勒格以北的北东向展布的滨浅海三角洲及近岸浅海环境沉积区。     

西藏羌塘盆地中生界海相烃源岩特征

羌塘盆地海相地层发育,沉积厚度大(最厚处可达万米),其中以侏罗系厚度最大。羌塘盆地中生代具有广泛分布且发育良好的三叠系肖茶卡组、侏罗系布曲组、夏里组和索瓦组4套烃源岩。烃源岩主要为灰岩和泥岩,最厚处超过3000m。上三叠统的肖茶卡组、中侏罗统布曲组烃源岩厚度大、有机质类型主要为Ⅱ型、有机碳含量平均1.5%以上、成熟度从成熟到过成熟均有分布,而且埋藏较好,生烃量大,是盆地油气的主要来源;索瓦组烃源岩虽然厚度大、有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型,但出露较多。烃源岩有侏罗纪晚期至白垩纪早期和新近纪早期两次生烃高峰。     

巴布亚盆地主力烃源岩特征及有效性分析

以现代石油地质理论和生排烃理论为基础,利用研究区钻井所获样品的地球化学分析资料,较为系统地研究了巴布亚盆地侏罗系主力烃源岩的特征。研究表明,侏罗系主力烃源岩自下而上可分为迈格布组、巴里科瓦组、科伊-昂基组、依姆布鲁组及远端马利尔组,主要分布于巴布亚盆地中西部地区。烃源岩有机质丰度较高,w（TOC）主要分布于0.5%~2.0%,中、下侏罗统丰度高于上侏罗统;有机质类型以Ⅱ₂-Ⅲ型为主,整体偏生气;烃源岩生油门限为埋深2 500 m,整体处于低成熟-成熟阶段,局部达到高成熟-过成熟阶段。以烃源岩生排烃理论为指导,依据有机质丰度指标中w（TOC）和热解S₁的相关关系,确定了侏罗系有效烃源岩的有机质丰度下限为1.0%;结合侏罗系烃源岩有机质丰度和热演化程度分布特征,预测侏罗系有效烃源岩主要分布于弗莱台地中部地区和巴布亚褶皱带局部地区。     

松辽盆地南部九佛堂组烃源岩特征及与油气富集的关系

利用烃源岩“TOC”、热解、族组分、碳同位素和生物标志化合物检测等地球化学方法,对松辽盆地南部彰武、昌图断陷九佛堂组烃源岩和原油进行分析研究,发现彰武断陷原油来源于九佛堂组下段烃源岩,昌图断陷泉1井原油与九佛堂组上段烃源岩有较高的亲缘性。结合松南地区其他有工业油气发现的重要断陷九佛堂组烃源特征对比分析,认为九佛堂组为全区主力烃源岩,具有高丰度、多类型和低演化程度的特征,烃源岩分布与油气富集程度具有较好的对应关系。受断陷构造演化、沉积环境和埋深及后期保存条件等多种因素影响,九佛堂组下段烃源岩比上段烃源岩更具生烃潜力,成熟度是烃源岩重要的影响因素。进一步落实断陷内九佛堂组有机质成熟度、优质烃源岩发育层段和平面展布范围,寻找良好的源储配置和合适的近源圈闭是松南地区下一步的勘探方向。     

论鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩的成藏演化特征

鄂尔多斯盆地中东部广布的下奥陶统马家沟组碳酸盐岩形成于动荡、富氧的古地理环境,因而其有机质丰度低,有机质类型差,生烃潜力低,不能成为有效烃源岩。地质和地球化学分析证实,盆地西、南缘台缘深水斜坡相的中奥陶统平凉组存在优质海相烃源岩,其形成的油气最早富集在中央古隆起及其周围;伴随着中央古隆起带轴部的向东迁移和早白垩世末盆地西倾大单斜的定型,平凉组烃源岩在早白垩世生烃高峰期生成的天然气和早期古油藏裂解气,由中央古隆起带向北东方向发生二次运聚,最终在盆地中部奥陶系马家沟组风化壳中聚集成藏,即形成靖边大气田。这一过程包含了油藏、油气共存和气藏3个成藏演化阶段,也证实了盆地西、南缘平凉组烃源岩是靖边气田油型气的主要来源。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合内幕气源特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组按照勘探程度划分为上、中、下3个组合，分别为马家沟组五段1-4小层（上组合）、马家沟组五段5-10小层（中组合）和马家沟组四段-马家沟组一段（下组合）。为探索中组合内幕天然气气源特征，开展了天然气组分、同位素、流体包裹体、天然气成因识别及烃源岩评价等研究工作，并与研究区上古生界及奥陶系风化壳的天然气开展比较分析。研究结果表明：①奥陶系中组合内幕天然气在组分特征、同位素特征等方面与上古生界石炭系-二叠系及风化壳天然气存在差异；利用天然气组分数据，结合前人实验图版判识，认为奥陶系中组合内幕天然气中存在原油裂解气。②奥陶系中组合内幕发育沥青，是内幕烃源岩生成液态烃热裂解产物。③受潮坪环境沉积体系控制，中组合典型烃源岩层段（马家沟组五段6小层）可以划分为泥云坪环带、含膏盐缓坡、膏盐岩洼地3个相带。④马家沟组五段6小层烃源岩主要分布在泥云坪环带，累积厚度可达8~20 m，有机碳含量最高达1.75%，R_o为1.9%~2.7%，处于热裂解生气阶段，具备规模供烃潜力。⑤泥云坪环带和含膏盐缓坡是有利勘探方向，乌审旗东部、靖边西北部和吴起-志丹地区是3个有利勘探区带。     

二连盆地优质烃源岩发育特征及成藏贡献

二连盆地由众多小凹陷组成,物源多、相变快且热演化程度较低,是否发育优质烃源岩决定了油气藏的勘探方向。通过建立残余有机碳含量与氢指数相关关系,以及不同沉积环境下有机碳含量的变化,发现浅湖与较深湖等稳定沉积区优质烃源岩发育,河流与滨浅湖等不稳定沉积区主要发育中—差烃源岩;利用残余有机碳对不同沉积相带烃源岩级别进行划分,稳定沉积区可划分出优质[w(TOC)>2%]、中等[1%<w(TOC)<2%]与差[w(TOC)<1%]烃源岩,不稳定沉积区可划分为中等[w(TOC)>1%]与差[w(TOC)<1%]烃源岩。同时,依据测井计算残余有机碳的方法划分出了各凹陷不同级别烃源岩的厚度及分布。优质烃源岩与油气藏有较好的亲缘关系,且资源贡献率大,占烃源岩总体积20%以上的优质烃源岩资源贡献率超过了70%,其分布区是寻找规模储量的有利区域。     

松辽盆地东岭区块烃源岩成熟度

松辽盆地东岭区块烃源岩抽提物具有饱和烃质量分数大、非烃＋沥青质质量分数小、碳同位素较轻的特征。利用GC／MS技术对烃源岩抽提物分析,结果为：饱和烃馏分中C29甾烷立体异构体比值、三降藿烷Ts/Tm比值、C31藿烷22S／（22S＋22R）表明东岭区块烃源岩达到热演化平衡值。芳烃馏分的色谱分布特征、甲基菲指数、4-／1-MDBT和2,4-／1,4-DMDBT比值等参数都表明泉头组烃源岩处于中等成熟度,营城组和上侏罗统火石岭组烃源岩处于较高成熟度。     

四川盆地上三叠统须家河组煤系气源岩芳烃地球化学特征

通过对四川盆地须家河组33个煤系气源岩芳烃馏分GC-MS分析与研究,揭示出研究区煤系气源岩芳烃的组成特征与典型的煤系源岩存在显著差异.主要表现为芳烃组成中表征高等植物生源输入的卡达烯、惹烯、1,2,5-三甲基萘、1,2,5,6-四甲基萘等化合物含量极低;而三芴系列相对百分含量表现出高硫芴与芴、低氧芴的特征,与典型煤系烃源岩中高氧芴含量之特征差异迥然.造成四川盆地须家河组煤系气源岩芳烃组成的特殊性原因可能与该地区曾经遭受过海侵作用和高热演化有关.     

塔城盆地石炭系烃源岩特征及其生烃潜力

在塔城盆地野外露头和塔参1井钻井烃源岩发育特征与有机地化特征分析的基础上,探讨了石炭系烃源岩的生烃潜力。通过烃源岩岩性与有机质丰度分析认为,较好的烃源岩主要为泥质岩,其次为碳质泥岩和煤,上石炭统泥岩总体要好于下石炭统。烃源岩母质类型主要为腐殖型,具有倾气型特征。烃源岩演化程度普遍达到了高—过成熟阶段,但仍有一定的残余生烃潜力。应加强烃源岩主要分布区及其生烃史与盆地构造演化的匹配关系和成藏历史的研究。